‘Autonomous Grid’: reimaginar la red eléctrica del futuro
Reflexionemos por un momento en la transformación que está experimentando actualmente la red eléctrica. Hemos pasado de un sistema centralizado, basado en grandes plantas de energía que la distribuyen en un único sentido, a un modelo descentralizado y de flujo bidireccional. Un modelo que integra cientos de millones de puntos de generación renovable a lo largo de toda la red. Aunque este nuevo sistema habilita mayores eficiencias y flexibilidad, también añade una mayor complejidad y supone retos en la operación, la comunicación y la ciberseguridad, así como en la gestión de la red.
Estas generaciones distribuidas cuentan con nuevas tecnologías para conectarse a la red, usan más herramientas de comunicación, controles, datos... A todo eso, se suma otro amplio rango de tecnologías que se conectan a la red, como los vehículos eléctricos, el almacenamiento distribuido, o incluso redes inteligentes, como las microgrids, que se regulan solas. En este nuevo enfoque distribuido, debido a la masividad de puntos, la optimización y el control se deben empezar a plantear de forma distribuida localmente para luego plantear un seguimiento global.
Esta estrategia se basa en establecer ciertos controles a nivel local en los puntos fronteras físicos, como son los centros de transformación de los que dependerá la generación distribuida, vehículo eléctrico e, incluso, almacenaje. También las microgrids conectadas a la red de distribución serán uno de esos puntos frontera. Con este control distribuido se permitirá dar una mayor agilidad, rapidez y eficiencia. En el fondo, se pretende dividir el control en áreas más pequeñas de forma autónoma y luego, con una visión superior, terminar de plantear un control global de toda la red.
Pensemos en una microgrid autónoma en un polígono industrial o en un usuario final con generación y almacenaje. Gracias a estas nuevas tecnologías, la compañía eléctrica conocerá qué energía hay disponible en estos puntos de la red para participar en el mercado de la demanda, ayudando a reducir picos y a regular la frecuencia de la red. Aquí es importante destacar que, en 2022, está previsto que se active de forma efectiva la figura del agregador de la demanda independiente, que favorecerá que cualquier consumidor o comunidad energética pueda participar en los mercados de flexibilidad. De esta manera, la flexibilidad presente en la generación distribuida se integra en la red.
Este es, en pocas palabras, el ADN de la nueva Autonomous Grid: una red que se autogestiona desde más abajo, conectando de forma autónoma los centros de transformación con los prosumers en baja tensión, con las microgrids en media tensión, con el vehículo eléctrico y teniendo en cuenta, entre otros elementos, las comunidades energéticas. Un superorganismo que cambia y se optimiza continuamente, buscando el equilibrio en tiempo real entre todos los actores, reduciendo costes operativos y energéticos e integrando energías renovables y tecnologías innovadoras.
Esta “foto” de la Autonomous Grid que acabo de mostrar representa una gran promesa, pero también un gran reto en múltiples aspectos. Dotar de inteligencia al sistema eléctrico es clave para integrar energía renovable distribuida, sistemas de almacenamiento y herramientas de flexibilidad, como la agregación y la gestión de la demanda, pero supone un esfuerzo, tanto en inversión como en gestión y, por este motivo, se están impulsando ayudas desde las Administraciones Públicas. Recientemente hemos tenido varias novedades en este sentido. El pasado 3 de diciembre se anunciaba que España recibirá los primeros 10.000 millones de euros de los fondos Next Generation EU. El 47% de estos fondos están destinados a digitalización y descarbonización, dos objetivos prioritarios del sector eléctrico.
Los Planes de Recuperación, Transformación y Resiliencia contemplan una importante asignación de recursos para la Transición Ecológica. El Gobierno de España publicó a finales de 2021 su Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (ERHA). Este supone una movilización de recursos por valor de 16.370 millones de euros, de los cuales 6.920 millones serán del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia y más de 9.450 millones del sector privado. Otros proyectos que se encuentran también incluidos son el despliegue e integración de energías renovables, la promoción de redes eléctricas inteligentes y el despliegue de la flexibilidad y el almacenamiento.
También recientemente, el autoconsumo de energía eléctrica ha recibido un nuevo impulso regulatorio con el Real Decreto-ley 29/2021, el pasado 21 de diciembre. Está dotado con 525 millones de euros del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), que recibirán las empresas distribuidoras de una forma proporcional a su representatividad hasta 2023. Entre sus novedades, destaca el hecho de que el autoconsumo colectivo también se pueda realizar en media y en alta tensión, impactando directamente a los usuarios finales comerciales e industriales.
En conclusión, contar con miles de millones de dispositivos que generan energía de forma variable es algo difícil de gestionar e integrar en la red actual. Hacerlo con las técnicas y tecnologías actuales será demasiado complejo. Necesitamos nuevos enfoques, nuevos caminos, para llegar hasta ella y garantizar su estabilidad y resiliencia.
A través de aplicaciones locales que permitan establecer consignas de regulación directas, así como de softwares de alto nivel que se anticipen a posibles problemas en áreas o zonas simulando parte de la red, se podrá ir estableciendo este camino de integración. Todos los actores del ecosistema energético, en estos momentos, estamos desarrollando y apostando por nuevas tecnologías, software y servicios para el desarrollo de sistemas de energía autónomos y su integración en la red.